Особенности проведения ремонтновосстановительных работ в газовых скважинах месторождений Западной Сибири, находящихся на стадии падающей добычи

Введение. В статье рассмотрены особенности проведения ремонтно-восстановительных работ в газовых скважинах месторождений Западной Сибири, находящихся на стадии падающей добычи. Приводятся составы технологических жидкостей, применяемых для блокирования призабойной зоны пласта при глушении скважин, изоляции притока пластовых вод в различных горно-геологических условиях. Представлены составы технологических жидкостей, применяемых при ремонтно-восстановительных работах в отдельных месторождениях Западной Сибири, легко удаляемых при вызове притока из пласта и позволяющих обеспечить требуемое давление на забое, а также сохранить фильтрационно-ёмкостные свойства продуктивного пласта и предотвратить его разрушение.

Материалы и методы исследований основаны на обобщении промыслового опыта глушения скважин, месторождений, находящихся на стадии падающей добычи, результатов собственных теоретических, лабораторных и стендовых исследований.

Результаты исследований и их обсуждение.  При глушении скважин с временным блокированием призабойной зоны пласта выбор состава технологических жидкостей, обладающих высокой стабильностью, низкой фильтрацией, в широком диапазоне регулируемой плотностью и реологическими свойствами, позволяет создавать необходимую репрессию на пласт и проводить различные операции в скважине без осложнения. Технологические жидкости для глушения скважин, представляющие собой эмульсионные системы прямого типа, основу которых составляет композиционный реагент, по реологическим показателям представляет собой псевдопластичную систему, где диапазон плотностей составляет 900–1000 кг/м3. Свойства эмульсионного раствора на основе реагента жидкости глушения определяются комплексным влиянием реагентов, входящих в его состав. Блокирующие жидкости на основе наполнителя применяются для временного блокирования призабойной зоны пласта скважин, и готовятся путём введения расчётного количества реагента в требуемый объем жидкости глушения на основе реагента жидкости глушения. В качестве водоизолирующего состава для создания изоляционного барьера в пласте рассмотрена рецептура гелеобразующего состава на основе реагента – смесь сухая для проведения ремонтно-восстановительных работ и реагента-гелеобразователя.

Выводы. На основании проведённого исследования определено, что наиболее перспективным для глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений является технология предварительного блокирования призабойной зоны пласта с использованием блокирующих жидкостей с наполнителем. Для обеспечения высокой эффективности проведения ремонтно-восстановительных работ необходимы предварительные расчёты применяемых технологических жидкостей, с учётом горно-геологических условий пласта и геометрических параметров скважины.

1. Атвиновская Т.В. Роль жидкостей в процессе ремонта скважин // Вестник ГГТУ им. П.О. Сухого. 2018. № 2. С. 34–41.

2. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Мардашов Д.В. Комплексная методика исследований по разработке эмульсионных блокирующих составов для глушения добывающих скважин // Территория «Нефтегаз». 2018. № 10. С. 42–49.

3. Бриджерс К.Л. Жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин. М.: Институт компьютерных исследований, 2016. 236 с.

4. Гасумов Р.Р. Ремонтно-изоляционные работы в газовых скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2014. № 5. С. 37–40.

5. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Об эффективности применения наполнителей растительного происхождения к технологическим жидкостям // Естественные и технические науки. 2016. № 6 (96). С. 48–59.

6. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р., Минченко Ю.С., Копченков В.Г., Федоренко В.В. Повышения технологической эффективности глушения скважин с использованием инновационных технологий // Наука. Инновации. Технологии. 2022. № 4. С.187–208.

7. Гасумов Р.А., Костюков С.В., Лукьянов В.Т., Овчаров С.Н., Молчанов В.П., Гридин В.А. Особенности выбора кольматантов, применяемых при проведении работ по временной изоляции продуктивного пласта на скважинах АНПД // Наука и техника в газовой промышленности. 2017. № 4 (72). С. 55–61.

8. Гасумов Р.Р., Осадчая И.Л., Копченков В.Г., Бекетов С.Б. Наполнители растительного происхождения к блокирующим составом для глушения скважин // Наука. Инновации. Технологии. 2017. № 3. С. 119–132.

9. Двойников М.В., Нуцкова М.В., Кучин В.Н. Анализ и обоснование выбора составов для ограничения водопритоков при заканчивании скважин // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2017. Т.16. № 1. С. 33–39.

10. Костюков С.В. Блокирующие составы на основе конденсируемых дисперсий для глушения скважин со сложными горно-геологическими условиями // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019. № 2. С. 59–67.

11. Кунакова А.М., Олехнович Р.О., Клим О.В., Мурахтанова П.Г., Успенская М.В. Жидкости для глушения нефтяных скважин // Университет ИТМО. 2020. 42 с.

12. Мардашов Д.В. Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород-коллекторов // Записки горного университета. 2021. Т. 251. С. 667–677.

13. Окромелидзе Г.В., Некрасова И.Л., Гаршина О.В. и др. Глушение скважин с использованием вязкоупругих составов // Нефтяное хозяйство. 2016. № 10. С. 56–61.

14. Петров Н. А. Отечественные и зарубежные полимерные реагенты для буровых растворов // Нефтегазовое дело. 2016. № 1. С. 1–19.

15. Петров Н.А., Давыдова И.P. Исследование комбинаций специально подготовленных растительных масел и присадок в качестве смазочных добавок буровых растворов // Нефтегазовое дело. 2013. № 4 (Том 11). С. 42–58.

16. Шлеин Г.А., Глущенко А.А. Особенности и сущности капитального ремонта скважин // Молодой учёный. 2018. № 49 (235). С. 61–63.

17. Abbasy I., Vasquez J., Dalrymple D. Laboratory evaluation of water-swellable materials fracture shutoff // Paper SPE 113193. 2008. 14 p.

18. Ahmed U., Meehan D.N. Unconventional oil and gas resources: exploitation and development // Boca Raton: CRC Press / Taylor & Francis Group. 2016. 860 p.

19. Egba A. N., Ajienka J. A. Evaluation of polymeric water and gas shut-off treatments in oil wells // Paper SPE 189136. USA: SPE. 2017. 16 p.

20. Islamov Sh. R., Bondarenko A. V., Mardashov D. V. New technology for well killing operations in fractured carbonate reservoirs // Abstract Book of the XII Russian-German Raw Materials Forum. St. Petersburg: St. Petersburg Mining University, 2019. P. 160–161.

21. Gasumov R.A., Gasumov E.R. Mathematical model for injection of viscoelastic compositions into the productive formation // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2022. V. 12. Р. 2018–228.

22. Jia H., Yang X.-Yu, Zhao J.-Zh. Development of a novel insitu- generated foamed gel as temporary plugging agent used for well workover: affecting factors and working performance // SPE Journal. USA: SPE. 2019. Vol. 24. No. 4. P. 1757–1776.